Лекция № 11

Эксплуатационное подземное скважинное оборудование. Ингибиторные клапаны типа. Оборудование для приготовления, дозирования, распределения ПАВ, ингибиторов коррозии, удаления жидкости с забоя скважины. Оборудование для освоения и ремонта скважин, проведения технологических работ на скважинах. Эксплуатационное подземное скважинное оборудование.

Эксплуатационное подземное скважинное оборудование предназначается для:

- предотвращения открытого фонтанирования скважин при разрушении или повреждении устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны и некачественном цементировании межтрубного пространства;

- обеспечения одновременно раздельной эксплуатации двух и более продуктивных пластов; разобщения вскрытого продуктивного горизонта от выше- и нижележащих пластов; разобщения лифтовой колонны от затрубного пространства;

- обеспечения разнообразных промысловых технологических операций, связанных с эксплуатацией или ремонтом скважин.

В состав скважинного оборудования входят пакеры, якоря, разъединители колонн, скважинный инструмент для подготовки ствола скважины, клапаны - отсекатели, циркуляционные и ингибиторные клапаны, посадочные ниппели, а также инструмент и принадлежности канатной техники для управления подземным оборудованием.

Комплексы типов КПГ, КО и КСГ включают в себя скважинные клапаны - отсекатели, автоматически перекрывающие подъёмные трубы при нарушении заданного режима отбора газа или при аварийных ситуациях.

Съёмные составные части скважинного оборудования устанавливают и извлекают при технологических операциях, связанных с освоением, эксплуатацией и ремонтом скважин инструментами и принадлежностями из комплектов ИКПГ и КИГК. В этом случае используют канатную технику и установки для скважинных работ типа ЛСГ1К-131 (при герметизированном устье).

Условные обозначения комплексов:

К - комплекс; С (или П) скважинный (или подземный); Г - для газовых скважин; цифры после букв - условный диаметр колонны подъёмных труб (в мм); следующие цифры - рабочее давление (в МПа); последние цифры - диаметр пакера (в мм);

К1 - кислотостойкое исполнение изделия (при объёмном содержании в среде С0₂ до 10 объёмных процентов);

К2 - сероводородостойкое исполнение изделия (при объёмном содержании в среде С0₂ и Н₂S до 26 объёмных процентов каждого).

Пример: КПГ-89-35-145К1; КПГ-89 - 35-145К2; КГС-73-70-112; КСГ-89-70-136К3.

Комплексы подземного оборудования для газовых скважин типа КПГ предназначены для добычи газа с объёмной долей агрессивной среды С0₂ и Н₂S до 6 объёмных процентов.

В состав комплексов КПГ входят следующие элементы скважинного оборудования: гидравлический пакер типа 2ПД-ЯГ, разъединитель колонны РК, циркуляционный механический клапан КЦГ, ингибиторный клапан КИНГ, башмачный клапан, ниппель для приемного клапан, ниппель для клапана-отсекателя и ниппель для опрессовочного клапана (см. рисунок 1).

Циркуляционный механический клапан предназначен для сообщения трубного и затрубного пространств при освоении скважин посредством прямой и обратной промывки, либо используется для глушения скважины.

Циркуляционный гидравлический клапан предназначен для аварийного глушения скважины, в случае, когда операция глушения невозможна через циркуляционный механический клапан по каким-либо причинам. Он срабатывает от избыточного давления в трубном или затрубном пространстве.

Управление вышеуказанными клапанами осуществляется с помощью инструментов канатной техники.

Ингибиторный клапан обеспечивает подачу ингибиторов различного назначения из затрубного пространства во внутреннюю полость колонны лифтовых труб.

а) б)

Рис.1. Комплекс скважинного оборудования типа КПГ:

а - коррозионно-стойкое исполнение;

б - нормальное исполнение;

1 - телескопическое соединение типа СТ.; 2 - циркуляционный клапан типа КЦГ; 3 - ингибиторный клапан типа КИНГ;

4 - циркуляционный клапан типа КЦМ; 5 - разъединитель колонны типа РК; 6 - пакер типа 3ПД-ЯГ (ППГ 5); 7 - посадочный ниппель;

8 – замок типа 1ЗК; 9 - уравнительный клапан типа КУМ; 10 - клапан-отсекатель типа КА; 11 - срезной клапан пакера; 12 - телескопическое соединение типа СТ. 2; 13 - циркуляционный клапан типа КЦГ1; 14 - скважинная камера типа К; 15 - ингибиторный клапан типа КИНГС; 16 - пакер типа 2ПД-ЯГ; 17 - замок типа 3НЦВ1.

Клапан-отсекатель типа КА обеспечивает автоматическое отсечение потока среды в колонне лифтовых труб. Он устанавливается ниже пакера на специальном ниппеле с помощью замка типа 13К.

Телескопическое соединение обеспечивает компенсацию удлинения колонны лифтовых труб при изменении их средней температуры, предохраняет трубы от спирального продольного изгиба, а также пакер от дополнительной нагрузки

Комплекс скважинного оборудования типа КСГ предназначен для эксплуатации газовых и газоконденсатных сверхглубоких скважин с нормальным и аномальным пластовым давлением с целью обеспечения автоматического перекрытия ствола скважины при разгерметизации устья и подъёмных труб при резком увеличении дебита скважины сверх заданных значений (см. рисунок 2).

Для уменьшения влияния давления на колонну подъёмных труб в комплексе с помощью сменного дросселя производят регулирование режима отбора добываемой продукции. Дроссель со сменными насадками устанавливают совместно с замком в посадочной канавке штока разъединителя колонны типа РК канатной техникой с использованием спускного инструмента (при посадке) и инструмента подъема замка (при извлечении) из комплекта ИКПГ.

Для повышения надежности посадки и извлечения ингибиторных клапанов и глухих пробок применяют консольный отклонитель типа ОК и скважинную камеру типа КТ.

Для оборудования с условным диаметром колонны подъемных труб равным 73 мм используют телескопическое соединение типа СТ2Г с гидравлическим замком механизма укорочения, управляемого толкателем циркуляционного клапана с помощью канатной техники.

В комплекс входят: телескопическое соединение, циркуляционные клапаны типов КЦМ и КЦГ; скважинная камера типа КТ, ингибиторный клапан типа КИНГС; разъединитель колонны типа РК, замки для клапана отсекателя и дросселя; клапан-отсекатель типа КА; съемный дроссель, пакер типа ПД-ЯГ; уравнительный клапан типа КУМ; ниппели клапана-отсекателя и приёмного клапана в сборе.

Рисунок 2. Комплекс скважинного оборудования КСГ:

1 – телескопическое соединение типа СТ2Г; 2 – циркуляционный клапан типа КЦГ; 3 – скважинная камера типа КТ; 4- ингибиторный клапан типа КИНГС; 5 – циркуляционный клапан типа КЦМ; 6 – разъединитель колонны типа РК; 7 и 12 – замки типа ЗНЦВ1 или ЗНЦВ; 8 – дроссель; 9 – сменная насадка дросселя; 10 – пакер типа ПД-ЯГ; 11 – посадочный ниппель; 13 – уравнительный клапан типа КУМ; 14 – клапан-отсекатель типа КА; 15 – срезной клапан пакера.

Пакеры устанавливаются над эксплуатационным объектом, из которого ведут добычу природных углеводородов с целью разобщения зон затрубного пространства, расположенных выше и ниже пакера.

Пакера используются в обсадной (эксплуатационной) колонне нефтяных, газовых и нагнетательных скважин при их эксплуатации и ремонте; для разобщения эксплуатационного горизонта с водоносными нижележащими горизонтами; для разобщения двух или более продуктивных горизонтов при одновременной раздельной эксплуатации их; при ремонте и эксплуатации скважин.

Типоразмеры и конструкции пакеров нормализованы отраслевым стандартом ОСТ 26-02-1016-73 <<Пакеры для нефтяных и газовых скважин. Типы и основные параметры>> и ТУ 26-16-15-76 <<Пакеры рукавные>>.Существуют следующие типы пакеров:

ПВ – направление усилия от перепада давления вверх;

ПН – направлением усилия от перепада давления вниз;

ПД – двухстороннего действия: направлением усилия перепада давления как вверх, так и вниз.

По методу фиксации на месте установки пакеры подразделяются на: с фиксирующимся отдельным устройством (Я) – якорем и самостоятельно фиксирующиеся.

По способу посадки на место пакеры подразделяются на гидравлические (Г), механические (М), гидромеханические (ГМ), не требующие посадки.

Снятие пакеров осуществляется натягом (Н), вращением (В), разбуриванием (Р) или специальным инструментом (И).

Пакеры выпускаются в следующем исполнении:

а) нормальное;

б) коррозионно-стойкое;

К1 - углекислотостойкое – содержание СО₂ в продукции скважины не более 10 объёмных процентов;

К2 - сероводородостойкое – содержание СО₂ и Н₂S в продукции скважины не более 10 объёмных процентов каждого компонента;

К3 – сероводородостойкое – содержание СО₂ и Н₂S в продукции скважины свыше 10 объёмных процентов, но не более 26 объёмных процентов каждого компонента;

в) термостойкое Т для рабочих сред с температурой более 150 ⁰С.

Конструкция и технические характеристики пакеров должны отвечать условиям и требованиям их применения:

- возможность посадки в эксплуатационную колонну, составляемую из обсадных труб по ГОСТ 632-80;

- возможность сочленения с колонной лифтовых труб по ГОСТ633-80, в том числе одно-, двух- и трехрядных лифтов - температура рабочей среды от минус 50 до 200 ⁰С;

- максимальный перепад давления, воспринимаемый пакером, должен соответствовать параметрическому ряду условных давлений: 14; 21;35; 50; 70 МПа;

- зазор между наружным диаметром пакера и внутренним диаметром эксплуатационной колонны не более 12 – 20 мм.

Условные обозначения пакера включают в себя: тип, число проходных отверстий (для многопроходных пакеров), вид по способности фиксироваться, способы посадки и съёма, наружный диаметр, максимальный перепад давления и исполнения.

Пример 1. Пакер с усилием, направленным вверх, однопроходной, фиксируемый отдельным устройством, не требующий посадки, освобождающийся натягом, наружным диаметром 118 мм, воспринимающий перепад давления 14 МПа, в нормальном исполнении обозначается: пакер ПВ-Я-118-14 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер в термостойком исполнении: пакер ПВ-Я-118-14Т ОСТ 26-02-1016-73.

Пример 2. Пакер двухстороннего действия, двухпроходной, самостоятельно фиксирующийся, с посадкой гидромеханическим способом, снимаемый специальным инструментом, наружным диаметром 136мм, воспринимающий перепад давления 35 МПа, в нормальном исполнении обозначается: пакер ПД2-ГМИ-136-35 ОСТ 26-02-1016-73. Тот же пакер с посадкой механическим способом, разбуриваемый, в коррозионностойком - углекислотном исполнении: ПД2-МР-136-35К1 ОСТ 26-02-1016-73.

Виды пакеров различной конструкции и назначения приведены на рисунке 3.

а)

б)

Рисунок 3 – Общий вид механического и самофиксирующего пакеров

а - пакер механический для разобщения пространств в колонне

б - пакер самофиксирующийся для разобщения пространств в колонне

Для устранения затрубных газонефтепроявлений используются пакера нормализованные отраслевым стандартом ОСТ 39 – 149 – 82 и ТУ 39 – 01 - 682 – 81, ТУ 39 -928 – 84. На рисунке 4 приведена конструкция пакера заколонного для предотвращения затрубных проявлений.

Рисунок 4 - Пакер заколонный для предотвращения затрубных проявлений

Основные параметры пакера заколонного приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Основные параметры пакера заколонного

Шифр	Диаметр, мм	Длина L, мм	Масса, кг	Допустимые Давления, МПа
обсадной колонны	наруж ный D	внутрен ний d	внутрен нее	смятия
ПГП - 146
ПГП - 168
ПДМ - 146

Для заякоривания и центрования скважинного оборудования в эксплуатационной колонне служат специальные устройства – якоря. нормализованные техническими условиями ТУ 39 – 01 – 09 - 7322 – 81, ТУ 26 - 02 – 103 – 73, ТУ 26 - 02 – 645 – 87, ТУ 26 - 02 – 226 – 76. Общий вид якоря для удержания пакеров на месте их установки приведен на рисунке 5.

Рисунок 5 - Якорь для удержания пакеров на месте их установки

Клапаны-отсекатели предназначены для автоматического перекрытия колонны лифтовых труб и отсечения потока добываемой продукции скважины при нарушении установленного технологического режима её эксплуатации в результате повреждения или полного разрушения устьевого оборудования, нарушения герметичности эксплуатационной колонны скважины, затрубное пространство которой перекрыто пакером. На рисунке 6 приведена конструкция автоматического клапана отсекателя типа КА

Рисунок 6 - Клапан-отсекатель типа КА:

1 – головка; 2 – уплотнение; 3 – пружина; 4 – шток;

5 – кольцо; 6 – корпус; 7- дроссель; 8 – седло; 9 – плечо;

10 – шар; а – штифт

При обустройстве скважины пакер и клапан-отсекатель устанавливаются непосредственно над продуктивным горизонтом.

Забойные клапаны-отсекатели должны удовлетворять следующим требованиям:

- надежно автоматически перекрывать лифтовую колонну во всех критических ситуациях;

- надёжно устанавливаться на требуемой глубине и извлекаться без спуска и подъёма лифтовых труб;

- проведение различных технологических операций ниже глубины их установки и проведение ремонтных работ устьевого и глубинного оборудования без глушения скважины.

Критический дебит срабатывания клапана-отсекателя принимают на 15 – 20 % больше оптимального. Настройка клапана-отсекателя достигается подбором площади проходного сечения сменных штуцеров и усилия пружины.

Установка клапана-отсекателя в колонне лифтовых труб на ниппель осуществляют путем бросания его во внутрь труб с использованием канатной техники или специального посадочного инструмента. Клапан-отсекатель в нижней части оборудован замком с фиксаторами для посадки на ниппель.

Циркуляционный клапан служит для временного сообщения внутреннего пространства колонны лифтовых труб с затрубным пространством для проведения различных технологических операций, таких, как освоение и глушение скважины, промывка забоя, затрубного пространства или колонны лифтовых труб, обработка скважины различными химическими реагентами (рис.7).

Рис.4. Циркуляционный клапан КЦГ1-89-35:

1 -корпус; 2- винт; 3- опорное кольцо; 4- мембрана; 5- нажимное кольцо; 6- уплотнительное кольцо.

Клапан устанавливают в колонне лифтовых труб и извлекают вместе с ними. Управляют циркуляционным клапаном (его открытием или закрытием) при помощи механического и гидравлического яссов. Циркуляционный клапан открывается восходящими действиями механического ясса (при недостаточности этих действий в дополнение к нему используют ещё и гидравлический ясс), а закрывается нисходящими действиями механического ясса.

Для передачи динамических усилий от яссов на замок циркуляционного клапана для открытия или закрытия клапана служит специальный инструмент управления.

Ингибиторные клапаны типа КИНГС предназначены для подачи ингибиторов различного назначения из затрубного пространства в полость подъёмных труб при эксплуатации скважины. Они используются в комплексах оборудования типа КПГ и КСГ.

Клапан состоит из фиксирующего и клапанных механизмов, уплотнений и обратного клапана (см. рисунок 8).

Рисунок 8. Ингибиторный клапан типа КИНГС:

1 –головка; 2 и 6 – шарики; 3 и 7 – седла; 4 – регулировочные шайбы; 5 – пружина; 8 – фильтр; 9 – корпус

Ингибитор поступает из затрубного пространства через фильтр, надетый на корпус и клапан. Давление открытия клапана регулируется усилием пружины за счёт необходимого числа регулировочных шайб.

С помощью спускного инструмента из комплекта инструментов КИГК с использованием канатной техники клапан устанавливают в скважинной камере и фиксируют в кармане при помощи фиксатора.

Извлекают клапан после среза штифта с помощью цангового инструмента из комплекса КИГК. Обратный клапан препятствует обратному перетоку жидкости из подъёмных труб в затрубное пространство.